Следует особо подчеркнуть чрезвычайно важный момент, что нижние пределы коллекторских свойств пород-коллекторов, рассчитанные при подсчете запасов, обосновывались всем массивом данных исследования керна месторождений Анивской группы и были приняты единые для всех месторождений. Они имеют следующие значения: проницаемость - 0,001 мкм2; глинистость - 33 % (определена по данным ГИС), остаточная водонасыщенность - 82,5 %. Нижний предел пористости определен не был.
Такие значения нижних технологических пределов не вызывают сомнения.
Нижний предел проницаемости, равный 0,001 мкм2, характерен для ряда газовых
месторождений Сахалина. Глинистость, равная 33 %, соответствует нижнему пределу
глинистости для продуктивных одновозрастных отложений о. Сахалин. Значение
нижнего предела остаточной водонасыщенности несколько высоко, это связано с
составом цементирующего материала. Нижний предел для начальной газонасыщенности
коллектора определить не предоставляется возможным из-за не достаточности
исходного материала.
.2.3 Физико-химические свойства и состав пластового газа, воды
В процессе разведки месторождения при испытании скважин в период с 1975 по год ОАО “Востокгеология” проводился отбор проб газа с целью получения данных о его компонентном составе и физико-химических свойствах. Пробы отбирались в интервале глубин 1057 - 1415 м.
Компонентный состав свободных газов определялся методами газо-жидкостной и газо-адсорбционной хроматографии согласно действующим ГОСТ, физико-химические свойства рассчитывались по компонентному составу газов. Относительная плотность газа изменяется от 0,5771 до 0,6010. В составе газов основным компонентом является метан, содержание которого колеблется в пределах 90,40 - 94,64 %. Содержание тяжелых углеводородов незначительно и в сумме не превышает 1,23 % об. Гомологи метана представлены: этаном - 0,06-1,04 %, пропаном - 0-0,18 %, бутанами - 0-0,09 % и пентанами - 0-0,02 %. Распределение метана и его гомологов подчиняется ряду: СН4 > С2Н6 > С3Н8 > С4Н10 > С5Н12. В составе газов присутствуют балластные примеси в значительных количествах: от 5,07 до 9,41 %. Азот является преобладающим компонентом, на долю которого приходится до 9,01 %, содержание углекислого газа составляет 0 - 1,16 %. Гелий и водород определялись не во всех пробах. Содержание гелия составляет 0,001 - 0,012 %, водорода 0,001 - 0,027 %.
Коэффициент сжимаемости с глубиной залежей изменяется незначительно: от 0,87 (IX пласт) до 0,88 (XIIIб пласт), объемный коэффициент снижается соответственно с 0,0086 до 0,0070.
В целом, по составу и физико-химическим показателям отмечается тесная близость свойств газов всех разведанных залежей, в том числе весьма незначительное присутствие в них гомологов метана и повышенное содержание азота.
Согласно геохимической классификации газов газонефтяных залежей (И. С. Старобинец) свободный газ относится к классу углеводородный сухой (СН4 >75 %, С2Н6+в < 25 %), азотный (N2 - 5-15 %), низкоуглекислый (СО2 < 2 %), низкогелеевый (He <0,1 %). Сероводород в газах отсутствует.
Вследствие повышенного содержания азота теплотворная способность исследованных газов не высокая и составляет QB = 33640 - 35280 кДж/м3, QH = 30300 - 31780 кДж/м3. Газы месторождения целесообразно использовать для среднетемпературных процессов. Применение данного газа в качестве источника химического сырья не является целесообразным, поскольку газ обеднен тяжелыми углеводородами, представляющими интерес для нефтехимической промышленности.
Воды месторождения представлены исследованиями 26 проб в ранее пробуренных поисково-разведочных скважинах №№ 1 Юл, 4 Юл, 5А Юл, 8 Юл, 1 Зл и 2 Зл. Испытания проводились бригадой ТОО «ГЕЛИКС». Методика вскрытия и опробования водоносных объектов была аналогичной для газовых пластов. Отбор проб проводился в поверхностных условиях с устья при фонтанировании скважин. Основные сведения о пластовых водах приведены в таблице 4А - Свойства и ионный состав пластовой воды (Северный блок); приложение А.
Подземные воды Южно-Луговского месторождения согласно гидродинамической расчленённости приурочены ко второму (II) водоносному комплексу Сусунайского артезианского бассейна. Данный комплекс представлен песчано-алеврито-глинистыми породами нижнемаруямского подгоризонта (верхний миоцен), толщина которого достигает 700 м. Чередование в разрезе комплекса выдержанных по простиранию проницаемых пластов и глинистых водоупоров предопределило существование в его недрах гидродинамического режима замедленного водообмена, когда гидравлическая связь подземных вод с дневной поверхностью происходит только в областях их питания и разгрузки.
Невысокая водообильность (дебит скважин 0,5 - 8,4 м3/сут.) пород II комплекса обусловлена низкими фильтрационными показателями его коллекторов. Но на отдельных участках (скважина 5А Юл) получены притоки воды 18 - 28 м3/сут. самоизливом, что свидетельствует о высокой продуктивности скважины и вскрытой ей части разреза.
Рассматриваемое месторождение тяготеет к окончанию короткого транзитного пути метеогенных вод, стекающих с северо-западных отрогов Южно-Камышовского хребта в направлении акватории Анивского залива. Этот подземный поток инфильтрационных вод, обладающих градиентом напора до 10 - 15 м/км в принципе является разрушающим по отношению к углеводородным залежам. Однако присутствующие в разрезе II комплекса диагональные и субширотные дизъюнктивные разрушения создали барьеры фронтальному стоку подземных вод и сформировали полузакрытые от вымывания участки.
Представляется, что сохранившиеся газовые залежи месторождения обязаны не только тектоническим экранам, но, возможно, в большей мере существованием в недрах продуктивного комплекса на изучаемой площади встречного (по отношению к инфильтрационному стоку) элизионного напора подземных вод, отжимаемых из прогибов Анивского залива. Другими словами, рассматриваемое месторождение приурочено к гидродинамическому барьеру, сформированному вдоль стыка инфильтрационных и элизионных вод Сусунайского субмаринного осадочного бассейна.
Поэтому в разрезе месторождения повсеместно встречены как инфильтрогенные (преимущественно гидрокарбонатнонатриевого - ГНК - типа), так и седиментогенные (хлоркальциевого - ХК - типа) воды. Но по ионному составу пластовые воды в основном хлоридные натриевые. В отношении гидрокарбонатов наблюдается площадное изменение с некоторым снижением их содержания (от 1,1 - 1,4 г/л до 0,6 - 1 г/л) в южном направлении, что обусловлено преобладанием роли вод ХК типа в составе пластовых вод. Все подземные воды месторождения малосульфатные (1 - 99 мг/л), но в их концентрации также наблюдается тенденция снижения их количества от Северного блока к Золоторыбному.
Смешанность в пределах месторождения подземных вод разного генезиса подчеркивается и малым диапазоном изменения коэффициента метаморфизма вод, rNa / rCl = 0,96 - 1,05.
В содержании специфических компонентов (йода до 15 мг/л, брома до 35 мг/л, бора до 150 мг/л) обращает на себя внимание повышенная концентрация бора.
Состав водорастворённых газов преимущественно метановый с примесью углекислого газа (до 2,4 %). Тяжелые углеводороды присутствуют в ничтожном количестве (доли процента).
Пластовые воды месторождения относятся к слабощелочным (pH = 7,1 - 8,0) и жестким (сумма солей кальция и магния составляет 10 - 30 мг-экв.).
Геотермический режим месторождения характеризуется повышенными (относительно геотемпературного фона) значениями температур (50 - 52 0С) в разрезе продуктивного комплекса. Соответственно и средний геотермический градиент на Южно-Луговском месторождении составляет 36 0С/км.
При разработке залежей, помимо газонапорного режима, следует учитывать
серьёзное влияние водонапорного режима, создаваемого напором инфильтрационных
вод. Выражаться он будет (в зависимости от тектонической экранированности) в
основном во фланговом подпоре газовых скоплений. Позитивный тыловой подпор с
юга и юга-востока, осуществляется в основном элизионными водами. Например,
скважина 5А Юл, вскрывшая в продуктивном разрезе напорные воды (самоизлив с
избыточным давлением) ХК типа является показателем проявления водонапорного
режима за счет напорного потенциала элизионных вод. Но недостатком данного
режима является (при отборах газа) поступление ограниченных объемов отжимных
вод и, как следствие, отставание во времени процесса поддержания пластового
давления.
1.2.4 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, их продуктивной и энергетической характеристик
Гидродинамические исследования залежей месторождения проводились с 1975 г. и по настоящее время, было выполнено 42 исследований в 13 скважинах (№№ 1 Юл., 5А Юл., 11 Юл., 12 Юл., 13 Юл., 14 Юл., 16 Юл., 2- Зл., 2 бис-Зл., 7-Зл., 8-Зл., 9-Зл., 10-Зл). В результате обработки данных по 9 продуктивным залежам IX, Xа, XI-2, XIIа, XIIб, XIIб-1, XIIб-2, XIIIа и XIIIб пластов определены коэффициенты фильтрационного сопротивления, гидро- и пьезопроводность.
Исследования скважин проводились по методу смены стационарных режимов фильтрации. При исследовании, вся продукция из скважины поступала в вертикальный сепаратор, где происходило разделение жидкости и газа. Жидкость из сепаратора поступала в мерную ёмкость, а газ проходил через прувер и сжигался на факеле. На каждом режиме работы скважины замерялись давления на устье, прувере и в сепараторе образцовыми манометрами, а температура в этих точках замерялась лабораторными термометрами. Пластовое и забойное давления замерялись глубинными манометрами, а температуры на забое - максимальным термометром. Также пластовые давления рассчитывались по статическому давлению на устье скважин.
Дебит газа рассчитывался по давлению и температуре на прувере. По полученным дебитам газа, пластовым и забойным давлениям, графически определены параметры уравнения притока. Дебит жидкости замерялся по времени наполнения мерной ёмкости. Проницаемость пласта определялась по коэффициенту «А» из уравнения притока и по коэффициенту «В» полученному в результате обработки кривой нарастания забойного давления.
С 2001 г. исследования скважин выполнялись сотрудниками ОАО «Востокгеология» и некоторые данные этих исследований вызывают сомнения, поэтому по некоторым скважинам были пересчитаны коэффициенты фильтрационных сопротивлений. Сводная таблица анализа результатов исследований по состоянию на 1.01.05 г. приводится в таблице 5 - Результаты исследований скважин и пластов; приложение А. Полученные в результате исследований и их обработки коэффициенты фильтрационного сопротивления изменяются в пределах А = 20 - 600 кгс2/(тыс.м3/сут.); В = 0,37 - 79,2 [кгс2/(тыс.м3/сут.)]2. Наблюдается ухудшение фильтрационных характеристик по данным исследованиям в Северном блоке XIIб пласта (скв. №14 Юл) и XIIIа, XIIIб пластам Золоторыбном блоке (скв. №7 Зл, 8 Зл).
Величины пластовых давлений приближаются к гидростатическим, значения их изменяются от 10,91 МПа до 13,79 МПа по месторождению, таблица 5 - Результаты исследований скважин и пластов; приложение А.
Пластовая температура возрастает с глубиной от 37оС до 49оС.
Скважины отрабатывались на 4-16 режимах (2мм-9мм), дебиты при этом изменялись от 7,2 тыс. м3/сут. до 29,4 тыс. м3/сут. при депрессии 2,17-7,19 МПа.
В процессе исследований и разработки месторождения содержимое
породоуловителя при исследовании большинства скважин указывает на наличие на
отдельных режимах гидратов, воды, реже песка. Судить о характере изменения
фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне и в пласте затруднительно, так
как постоянного учета выносимой жидкости и мехпримесей не проводился. Нужно
отметить, что за период эксплуатации газовых залежей по скважинам выполнен
недостаточный комплекс газодинамических исследований.
1.2.5 Запасы свободного газа
По Южно-Луговскому месторождению утверждены Протоколом № 311 заседания ЦКЗ МПР РФ от 1.12.03 года.
Начальные запасы газа составляют:
по категории С1 - 1776 млн. м3,
по категории С2 - 321 млн. м3
На 1.01.05 года накопленная добыча газа категории С1 составляет 122 млн. м3 и потери 10 млн. м3 по категории С2 (VII пласт Северный блок).
Остаточные запасы свободного газа на 1.01.05 года составляют:
по категории С1 - 1654 млн. м3
по категории С2 - 311 млн. м3
Запасы газа и подсчётные параметры по пластам и блокам приводятся в таблице 6А - Сводовая таблица подсчётных параметров и запасов; приложение А
2. Техническая часть
.1 Обоснование конструкций фонтанных подъёмников
и устьевого оборудования скважин месторождения Южно-Луговское
Устья скважин оборудованы стандартными фонтанными арматурами типа АФК 3-65х21 и АФК 2-65х21 по ГОСТ 13846-89 “ Арматура фонтанная и нагнетательная” (рисунок 5Б - Технологическая схема обвязки устья скважины Южно-Луговское; приложение Б). Выбор фонтанной арматуры был сделан исходя из ожидаемых значений рабочего давления и объемов добываемой продукции.
До установки на устье скважины фонтанная арматура должна быть опрессована в собранном виде на давление, предусмотренное в паспорте. После установки фонтанной арматуры на устье производится повторная ее опрессовка, на статическое давление скважины. Обвязка скважины должна предусматривать возможность работы как по насосно-компрессорным трубам так и по затрубному пространству, для чего трубное и затрубное пространство соединены со шлейфом через клапан-отсекатель. Клапан-отсекатель отключает скважину при резком понижении давления в трубопроводе в случае его механического повреждения или в случае потери пропускной способности при образовании гидратов и исключает пребывание шлейфа под статическим давлением. Для аварийного или планового задавливания скважины перед ремонтом предусматривается установка на шлейфах в 100 м от устья специального кранового узла с задвижкой для подключения задавочного агрегата. Газовые скважины должны быть оборудованы продувочной линией и свечой для осуществления следующих операций:
- продувка шлейфа при ремонтных работах или разгидрачивании, удаление жидкости
- продувка трубного или затрубного пространства при вытеснении задавочной жидкости после ремонта скважины
- отработка скважины при освоении
- исследования скважины с помощью прувера
При обустройстве газовых скважин продувочная свеча выполняется с небольшим уклоном к горизонту и выводится в защищенный от ветра котлован, расположенный не менее 100 м от устья скважины. Конец продувочной свечи оснащается фланцевым соединением для монтажа прувера при исследовании скважины.
Ввод метанола на устье скважины рекомендуется производить через
метанольницу, изготовленную из кислородного баллона, оборудованного надлежащей
переключающей арматурой. Для хранения метанола и заполнения метанольницы в 20 м
от скважины, устанавливается емкость объемом 1500 л. Вся арматура управления
находится в арматурном киоске, который запирается на замок с целью исключения
доступа посторонних лиц. Все операции по работе с метанолом рассчитаны на
присутствие двух операторов. В целях исключения возможности употребления в
качестве спиртового напитка метанол должен быть предварительно разбавлен в
отношении 1:1000 одорантом или 1:100 керосином и красителем темного цвета.
2.2 Теоретические основы проведения
гидродинамических исследований газовых скважин
.2.1 Цели и задачи исследований пластов и скважин
Исследование скважин проводят в процессе разведки, опытной и промышленной эксплуатации с целью получения исходных данных для определения запасов газа, проектирования разработки месторождений, обустройства промысла, установления технологического режима работы скважин, обеспечивающего их эксплуатацию при оптимальных условиях без осложнений и аварий, оценки эффективности работ по интенсификации и контроля за разработкой и эксплуатацией.
Исследование пластов и скважин осуществляется гидродинамическими и геофизическими методами. При помощи гидродинамических методов находят, как правило, средние параметры призабойной зоны и более удаленных участков пласта. Гидродинамические методы исследования включают изучение условий движения газа в пласте и стволе скважины.
Гидродинамические методы определения параметров пласта основаны на решении так называемых обратных задач гидрогазодинамики и подразделяются на исследования при стационарных и нестационарных режимах фильтрации.
Методы исследования скважин могут быть подразделены на следующие виды:
) испытания в условиях стационарной фильтрации газа при различных режимах работы скважины;
) испытания в условиях нестационарной фильтрации газа, которые в свою очередь состоят из обработки:
- кривых восстановления давления во время остановки скважины;
- кривых перераспределения дебита газа при постоянном давлении на забое или устье;
- кривых перераспределения забойного давления при постоянном дебите газа.